四川盆地中部北斜坡震旦系—寒武系大型岩性气藏形成条件

2022-10-27魏国齐谢增业杨雨李剑杨威赵路子杨春龙张璐谢武仁姜华李志生李谨国建英

石油勘探与开发 2022年5期

魏国齐，谢增业，杨雨，李剑，杨威，赵路子，杨春龙，张璐，谢武仁，姜华，李志生，李谨，国建英

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室，河北廊坊 065007；3.中国石油西南油气田公司，成都 610051）

0 引言

2011年，川中古隆起高石梯地区部署的高石1风险探井于上震旦统灯影组二段（简称灯二段）获得日产102×104m3高产工业气流，是四川盆地自威远震旦系气田发现47年后的重大突破，再次掀起了震旦系—寒武系勘探和研究新高潮。在“四古”成藏理论[1-3]指导下，勘探成效显著，截至2020年底，已在高石梯—磨溪地区（简称高磨地区）7 500 km2[4]范围内，发现迄今为止中国单体规模最大的海相碳酸盐岩特大型气田——安岳气田，探明天然气地质储量1.03×1012m3[5]，三级储量达1.47×1012m3。为扩展勘探领域、寻找安岳气田后备接替区，系统开展了川中古隆起北部斜坡区（简称北斜坡）天然气富集条件和风险勘探目标评价研究，并于2014年和2015年先后在北斜坡部署PT1井和JT1井2口风险探井。2020年，PT1井在灯影组二段测试获日产 121.98×104m3的高产气流[6]；JT1井在下寒武统沧浪铺组获日产气51.62×104m3[7-8]，并在灯影组四段（简称灯四段）解释气层100.3 m[7]（由于工程原因落鱼无法打捞，未能试气）。2021年11月，PT101井（评价井）在灯二段获日产气220.88×104m3，创四川盆地灯影组测试产量新纪录。此外，2020年之前钻探的NC1井、LT1井分别在上寒武统洗象池组获日产气3.55×104m3和0.63×104m3。这些重大突破揭示了北斜坡多层系立体富气的良好勘探前景。但不同层段天然气地球化学特征差异明显，其成因机制仍存在不同观点，主要有原油裂解气[2,9-14]、沥青裂解气[15]、干酪根裂解气[16]、水溶脱气[17]、水参与反应[18]等；此外，大型岩性圈闭形成条件、气藏类型、规模富集条件及聚集模式等也需深入研究。为此，本文开展天然气地球化学参数的控制因素、已发现气藏特征、油气充注史及大型岩性气藏形成条件等方面的研究，从而建立天然气藏聚集模式，预测有利区及资源潜力，以期指导北斜坡天然气勘探。

1 天然气藏特征

1.1 天然气地球化学特征

对采自北斜坡、龙女寺、高石梯及荷包场等地区的震旦系—寒武系天然气样品（见图1a）进行了组分、碳同位素组成和氢同位素组成的分析测试。天然气全组分常规分析及大进样量 C1—C3组成分析均采用Agilent 7890A气相色谱仪；天然气碳同位素组成检测仪器为Finnigan Delta PLUS XL GC/C/IRMS，痕量乙烷的碳同位素组成采用了液氮冷冻富集的方法；氢同位素组成检测仪器为Finnigan Mat 253。

图1 研究区位置及地层综合柱状图

1.1.1 天然气组成特征

川中古隆起震旦系—寒武系天然气组成总体上以甲烷（CH4）为主，含微量乙烷（C2H6）及不等量的二氧化碳（CO2）、氮气（N2）、硫化氢（H2S）等非烃气体，不同区域或同一区域不同层段天然气组成存在差异（见表1）。天然气中H2S主要是硫酸盐与烃类反应（TSR）的结果，CO2是H2S形成过程的副产物[19-20]，研究表明，北斜坡天然气 H2S含量高主要与 TSR有关，而CO2含量高除与TSR有关外，酸化作业过程中的酸岩反应也可导致 CO2含量增高[12]，δ13CCO2值为-6.5‰～-0.2‰，为无机成因。PT101井灯二段天然气N2含量高除表明气藏的保存条件好外，可能还与热演化程度高有关[5]。HS1井灯二段天然气中He的绝对含量为（1 021±34）×10-6，而高于高石梯—磨溪地区相同产层的 He含量为（182～754）×10-6，前者明显偏高，其3He/4He值为（3.579±0.671）×10-8，40Ar/36Ar值为6 656±121，由此可见，其天然气中的He为壳源成因，主要源于放射性元素U、Th的衰变[21]。

采用大进样量无分流进样方法，可以检测到干气中痕量的丙烷，并根据 ln(C1/C2)-ln(C2/C3)关系图版，明确安岳气田震旦系—寒武系天然气属于原油裂解气[22-24]，这一判识结果与根据天然气轻烃组成中甲基环己烷与正庚烷比值、C6—C7环烷烃之和与正己烷、正庚烷之和的比值等参数揭示安岳气田天然气为原油裂解气[24]是相吻合的。北斜坡天然气 ln(C1/C2)和ln(C2/C3)值分别为 6.07～7.47，3.09～4.37，落入文献[22]建立的ln(C1/C2)-ln(C2/C3)关系图版中Ro＞2.5%的原油裂解气范围，属于原油裂解气。

1.1.2 天然气碳氢同位素组成特征

川中古隆起震旦系—寒武系不同层段、不同区域天然气碳、氢同位素组成存在较大差异（见表1）。北斜坡相对龙女寺、高石梯和荷包场地区，天然气δ13C值较轻，灯二段δ2HCH4值最轻，平均为-141‰；寒武系沧浪铺组δ2HCH4值次之，平均为-133.5‰；寒武系洗象池组δ2HCH4值最重，平均为-130.5‰。

表1 川中古隆起天然气组分、碳氢同位素组成数据表

川中古隆起震旦系灯影组与寒武系沧浪铺组、龙王庙组天然气δ13C2值及δ2HCH4值差异主要是不同时代烃源的贡献比例不同所致[5,23]，即源于寒武系筇竹寺组烃源岩的寒武系天然气δ13C2值轻、δ2HCH4值重，源于震旦系烃源岩的天然气δ13C2值重、δ2HCH4值轻。灯影组气藏是源于筇竹寺组和震旦系（包括灯影组和陡山沱组）烃源的混源气藏[2,5,11-12,15,23,25]，当源于筇竹寺组烃源的天然气混入有震旦系烃源的天然气时，混合气的δ13C2值将变重、δ2HCH4值将变轻，且震旦系烃源的贡献比例越大，δ13C2值变重、δ2HCH4值变轻的幅度也越大[5,23]。

基于表 1和文献[5, 12, 22-23, 26]的数据统计结果，不同区域、不同层段天然气δ13C值和δ2HCH4值呈规律性分布。图 2的横坐标轴δ2HCH4值主要反映天然气母源的古水体介质盐度。纵坐标轴Δ13C2-1值（δ13C2与δ13C1的差值）反映了两方面问题：①对于腐泥型母质，随演化程度增高，Δ13C2-1值逐渐增大，因为在极高演化阶段时，δ13C2变重的幅度明显大于δ13C1[27-28]，导致Δ13C2-1值增大；②对于腐殖型母质，其原生天然气的δ13C2值重，Δ13C2-1值较大。根据各源岩贡献比例相对大小，可将图2天然气样点划分为6个区：Ⅰ1区源于筇竹寺组烃源岩，北斜坡沧浪铺组天然气属于此类；Ⅰ2区以筇竹寺组烃源岩贡献为主，同时震旦系或中二叠统烃源岩有较大贡献，北斜坡灯二段、NC1井洗象池组天然气属于此类；Ⅱ1区以筇竹寺组烃源岩贡献为主，有少量震旦系烃源岩贡献；Ⅱ2区以震旦系烃源岩贡献为主，有筇竹寺组烃源岩贡献；Ⅲ1区以筇竹寺组烃源为主，有少量中二叠统烃源贡献；Ⅲ2区以中二叠统烃源岩为主，有少量筇竹寺组烃源岩贡献，北斜坡 LT1井洗象池组天然气属于此类。首次提出Ⅲ2区的 LT1井洗象池组天然气主要源于中二叠统烃源岩，主要基于两方面因素：①源于中二叠统烃源岩的天然气δ2HCH4值相对较重，且δ13C2值为-29.8‰，与中二叠统栖霞组—茅口组天然气相似[29-30]；②LT1井区缺失奥陶系[31]，中二叠统梁山组腐殖型烃源岩直接覆盖在洗象池组之上，为上生下储式聚集成藏奠定了良好地质条件。

图2 川中古隆起天然气甲烷、乙烷碳同位素组成差值与甲烷氢同位素组成关系图（数据据表1和文献[5, 12, 22-23, 26]）

受气藏间致密带封隔影响，不同成藏组合之间的天然气地球化学特征存在差异。以灯影组为例，自北斜坡中江、蓬莱往南至磨溪、高石梯、荷包场地区，天然气δ13C值变重、δ2HCH4值变轻；安岳气田磨溪地区向东至龙女寺地区、高石梯地区由古裂陷边缘向台地内，天然气δ13C值变重、δ2HCH4值变轻[5]。这说明台内油气并非完全由古裂陷生烃中心向台内方向长距离运移聚集而成，而是有就近烃源的贡献，如灯影组沉积时期处于低洼区域的龙女寺地区，天然气δ13C值重、δ2HCH4值轻，预示可能存在比筇竹寺组烃源岩成熟度更高、古水体介质盐度更低的烃源岩贡献。

1.2 气藏类型及特征

1.2.1 单斜背景下的岩性气藏

虽然北斜坡已发现气藏所在部位均发育一定的局部构造圈闭，但与安岳气田灯二段的构造气藏[8,12]、灯四段的构造-地层气藏[12,32]和龙王庙组的构造-岩性气藏[8,12]相比，北斜坡震旦系—寒武系气藏主要属于单斜背景下的大型岩性圈闭气藏。如 JT1井沧浪铺组构造圈闭面积为62 km2，构造幅度为70 m，受上倾方向的断裂、上覆沧浪铺组上段的泥岩及颗粒滩间致密岩性带封隔控制，形成大单斜构造背景下的大型岩性圈闭气藏[8]（见图3a），面积约1 000 km2。PT1井灯二段构造圈闭面积为90 km2，构造幅度为200 m，气柱高度为230 m，超过构造幅度，气藏含气面积达145 km2[6]，远超构造圈闭面积，气藏顶部、侧向均有筇竹寺组泥页岩封堵，形成斜坡背景下的岩性气藏（见图3b）。JT1井灯四段顶面构造圈闭面积为 45.9 km2，灯四段丘滩体面积为420 km2，斜坡背景下的滩体间发育岩性致密带，滩体与致密带的空间配置形成大型岩性圈闭（见图3c），灯四段解释气层厚度为100.3 m。

图3 川中北斜坡震旦系—寒武系天然气藏类型及成藏模式图（剖面位置见图1）

迄今在北斜坡发现PT1井、ZJ2井区灯二段，JT1井、CS1井区灯四段，JT1井、CT1井区沧浪铺组和LT1井、NC1井区洗象池组等气藏具有埋藏深度大、测试产气量高、地层温度高、气藏高压与常压并存等特点，如PT101井灯二段气藏产层埋深为5 771～6 547 m、测试产量最高达日产气 220.88×104m3、地层温度为160～180 ℃，压力系数为1.1左右，为常压气藏；沧浪铺组气藏产层埋深为6 264～6 972 m、JT1井测试产量最高达日产气 51.62×104m3、地层温度为 175～200 ℃，压力系数为1.7左右，为高压气藏；洗象池组气藏产层埋深为5 334～5 445 m，NC1井测试产量最高达日产气3.55×104m3、地层温度为145～155 ℃，气藏压力系数为1.5～1.9，为高压气藏。川中古隆起范围洗象池组已发现北斜坡的LT1井、NC1井、GT2井气藏和高石梯—磨溪地区的MX23井、GS16井气藏，处于低部位的LT1井、NC1井和高部位的MX23井产气；而介于两者之间的GT2井日产水110.3 m3，GS16井日产气7.82×104m3、日产水12.6 m3；不同气藏之间压力系数差异大，最大的NC1井为1.92，最小的GS16井为1.37[33]，表明各气藏之间是互不连通的，同时反映了单斜构造背景下的洗象池组气藏受岩性控制作用明显（见图3d）。

1.2.2 储盖组合特征

通过钻井、周缘露头及地震资料的精细刻画，深化了四川盆地震旦系—寒武系主要层段岩相古地理认识[34-35]，特别是利用北斜坡新钻探井资料和三维、二维地震资料，精细刻画了震旦系—寒武系丘滩体分布（见图4）。不同时期发育的高能滩体，经历表生、深埋溶蚀、岩溶等成岩演化作用，溶蚀孔洞发育[36]，并在深埋条件下，形成具有良好储集性能的规模储集层。如 ZJ2井、PT1井和PT101井等灯二段以砂屑白云岩、葡萄花边状白云岩为主的台缘带丘滩体（见图4a），储集层厚度达260～300 m，平均孔隙度为 3.5%，储集层平均面洞率为5.3%[37]。以JT1井为例，灯四段以凝块白云岩、藻云岩为主的台缘带丘滩体（见图4b），储集层厚度为167 m，平均孔隙度为 3.6%，储集层平均面洞率为 6%，平均渗透率 1.07×10-3μm2[4,37]。JT1 井、CT1 井、CS1 井、PT1井等沧浪铺组一段以残余鲕粒白云岩、砂屑白云岩、灰质鲕粒白云岩为主的颗粒滩体（见图4c），储集层厚5.9～25.9 m，突破井JT1井孔隙度为3.8%～8.1%，平均值为4.1%，渗透率为（0.022～0.092）×10-3μm2，平均值为 0.053×10-3μm2[8,38]。NC1井、GT2井洗象池组以颗粒白云岩、晶粒白云岩为主的颗粒滩体（见图4d），储集层厚3.5～43.8 m，平均孔隙度为3.46%，平均渗透率为0.99×10-3μm2[31,33,39]。北斜坡多层叠置发育的规模优质储集层为大型岩性气藏形成提供良好的储集空间。

图4 北斜坡震旦系—寒武系滩体与沥青含量/烃源岩厚度叠合图（各图中标数字的滩体分别为各层系新刻画的，各图中序号相同的滩体互不相关）

从气藏储集层与直接盖层关系看，北斜坡震旦系—寒武系气藏主要发育5套储盖组合（见图1b）：①灯二段白云岩储-灯三段泥页岩盖，灯三段、灯四段缺失区则

为筇竹寺组泥页岩盖；②灯四段白云岩储-筇竹寺组泥页岩盖；③沧浪铺组白云岩储-沧浪铺组砂泥岩盖；④龙王庙组白云岩储-高台组白云岩及泥岩盖；⑤洗象池组白云岩储-奥陶系泥岩盖，奥陶系缺失区为梁山组页岩盖层。

2 油气充注史与成藏演化

2.1 油气充注史

基于研究区构造演化、沉积埋藏及生烃演化史研究，利用流体包裹体方法，分析了北斜坡油气充注史。以PT1井灯二段流体包裹体为例，所测包裹体为溶蚀孔洞缝或裂缝中充填的以白云石和自生石英为宿主矿物的原生包裹体。所有包裹体均为无色，大小不一，直径以30～60 μm居多；气液比主要为5%～15%；包裹体形状包括长方形、方形、三角形、圆形、椭圆形、不规则型等。根据包裹体宿主矿物成岩序列（见图5a）、均一温度频率分布直方图（见图5b）及沉积埋藏史（见图5c），表明自二叠纪开始，北斜坡灯影组油气充注具有多阶段、“准连续”充注的特点。志留纪，震旦系烃源岩已进入生油期，筇竹寺组烃源岩处于未成熟阶段，此阶段主要在Ⅰ期白云石中捕获均一温度小于100 ℃的包裹体；二叠纪前，由于构造抬升作用，生烃过程停止；二叠纪—三叠纪，烃源岩处于生油高峰阶段，此阶段主要在Ⅰ期白云石及少量Ⅱ期白云石中捕获均一温度为100～140 ℃的包裹体；早—中侏罗世，烃源岩处于高成熟的湿气生成阶段，此阶段主要在Ⅱ期白云石中捕获均一温度为140～180 ℃的包裹体；晚侏罗世—白垩纪，烃源岩进入干气生成阶段，此阶段主要在Ⅲ期白云石和石英中捕获均一温度大于180 ℃的包裹体；白垩纪末以来，构造抬升，处于古气藏调整定型阶段。JT1井灯四段虽未钻井取心，无包裹体测试数据，但从埋藏史及生烃史模拟结果分析，其所在区域烃源岩生烃演化比 PT1井处略早（见图 5d），油气充注时期也相应早些。

图5 北斜坡流体包裹体宿主矿物成岩序列、均一温度及沉积埋藏史

2.2 天然气成藏演化与模式

天然气藏的形成经历了古油藏、古气藏的演化阶段。PT1、ZJ2井等灯二段台缘丘滩体经岩溶作用后形成溶蚀孔洞型储集层。加里东构造运动前，震旦系烃源岩生成的液态烃类通过断裂输导运移至储集层中，受构造抬升影响，至二叠系沉积前，震旦系烃源岩一直处于生油阶段（见图6a）。三叠系沉积前，除震旦系源岩外，紧邻灯二段的筇竹寺组底部优质烃源岩生成的液态烃类通过侧向运移聚集到灯二段储集层中，形成上、下双源供烃成藏的局面，并在上覆筇竹寺组泥岩良好盖层和单斜背景上倾方向滩间致密层的联合封堵下，形成大型岩性油藏（见图6b）。侏罗系沉积前，烃源岩处于高成熟的湿气生成阶段，以聚集轻质原油和湿气为主（见图6c）。晚侏罗世—白垩纪，储集层中聚集的液态烃大规模裂解成气以及 C2+重烃气体的进一步裂解，现今气藏中保存了古油藏原油早期—晚期裂解的累积气（见图6d）。

图6 川中北斜坡震旦系灯二段天然气成藏演化图（剖面位置见图1）

沧浪铺组直接上覆于筇竹寺组烃源岩之上，其天然气可视为源于筇竹寺组烃源岩的下生上储成藏模式的代表，断裂/裂缝是重要的输导通道。沧浪铺组沉积期在剑阁—泸州台内洼地东侧发育的洼陷边缘滩体为规模有效储集层的形成奠定了基础，滩间低能相带沉积的致密岩层则是良好的封隔层，规模储集体与致密层的空间配置构成大型岩性圈闭条件。在二叠系沉积前，震旦系烃源岩进入生油期（见图7a）；三叠系沉积前，震旦系、筇竹寺组烃源岩均主要处于生油阶段，沧浪铺组、灯影组均以聚集原油为主（见图7b）；侏罗系沉积前，烃源岩处于高成熟的湿气生成阶段，以聚集轻质原油和湿气为主（见图7c）；晚侏罗世—白垩纪，储集层中聚集的液态烃大规模裂解成气以及 C2+重烃气体的进一步裂解，现今气藏中保存了古油藏原油早期—晚期裂解的累积气（见图7d）。

图7 川中北斜坡寒武系沧浪铺组天然气成藏演化图（剖面位置见图1）

洗象池组气藏成藏演化除在奥陶系缺失区域有中二叠统烃源岩的侧向供烃外，其他区域的成藏特征与沧浪铺组基本相同。

天然气地球化学特征差异和具体的地质条件揭示北斜坡灯影组、沧浪铺组和洗象池组气藏具有不同的聚集模式，主要有3类4种模式，第1类为沧浪铺组气藏的下生上储——筇竹寺组单源供烃模式（见图3a）；第2类为灯二段气藏的下生上储、旁生侧储——筇竹寺组与震旦系双源供烃模式（见图3b）；第3类包括灯四段气藏的下生上储、上生下储——筇竹寺组与震旦系双源供烃模式（见图3c）和洗象池组气藏的下生上储、上生下储——筇竹寺组与梁山组双源供烃模式（见图3d）。

3 大型岩性气藏形成条件

3.1 发育多套烃源岩

下寒武统筇竹寺组是一套优质主力烃源岩，在四川盆地广覆式发育，德阳—安岳克拉通内裂陷是烃源岩发育中心，烃源岩厚度在裂陷内一般250～300 m，裂陷外一般50～250 m[29]。该套烃源岩有机质丰度高，裂陷内TOC平均值为3.46%，其中GS17、PT1、ZJ2、Z4等井TOC值为0.50%～6.61%，平均为2.10%；川西高川乡锄把沟露头剖面TOC值为4.60%～36.63%，平均为 15.38%。裂陷外 GS1、GK1、MX9等井TOC值为0.52%～6.74%，平均为2.03%。研究区干酪根碳同位素组成为-36.8‰～-30.0‰，平均值为-32.8‰，原始母质类型为腐泥型，目前处于过成熟阶段。

迄今在盆内虽未钻遇陡山沱组优质烃源岩，但盆缘露头样品的分析表明，烃源岩TOC值为 0.50%～14.17%，平均为 2.91%。干酪根碳同位素组成为-32.8‰～-28.8‰，平均值为-30.7‰。基于前人认为四川盆地发育南华系裂谷[40-42]的认识以及龙女寺地区天然气δ13C值重、δ2HCH4值轻的客观事实，通过对地震资料的精细解释和沉积古地貌分析，推测该区可能发育陡山沱组古断陷，断陷内可能发育陡山沱组烃源岩，预测盆内烃源岩厚5～30 m[43-44]。震旦系灯三段黑色页岩在盆地内分布较为局限，GK1井钻井揭示为35.5 m[43]，预测灯影组台洼沉积区可能发育灯三段烃源岩[4]，盆内厚度一般为10～30 m，TOC值为0.50%～4.73%，平均为0.87%。干酪根碳同位素值为-34.5‰～-29.0‰，均值为-32.0‰。盆地内中二叠统梁山组厚度一般为 5～20 m[45]，其中黑色、灰黑色泥页岩一般厚2～10 m，有机质类型以腐殖型为主。

盆地内中二叠统梁山组厚度一般为 5～20 m[45]，其中黑色、灰黑色泥页岩一般厚2～10 m，有机质类型以腐殖型为主。

3.2 丘滩体储集层处于古油藏范围内或紧邻生烃中心

储集层沥青是古油藏原油裂解成气后的残留物。从安岳气田、北斜坡地区灯二段、灯四段、沧浪铺组和龙王庙组 489个样品的分析结果可见，储集层沥青含量主要小于5%，少量样品含量为5%～9%。基于安岳气田、北斜坡、威远、资阳地区 370余块灯影组样品的检测结果，结合须家河组沉积前，即筇竹寺组烃源岩生烃高峰期，古地貌恢复后震旦系顶面构造和灯影组岩相古地理研究成果，编制了灯影组沥青含量分布图（见图 4a、图 4b）。北斜坡虽样品数量有限，但从所测结果看，灯二段、沧浪铺组和龙王庙组储集层沥青最高含量分别达4.7%，1.9%，2.1%，说明也曾是古油藏发育区，古油藏范围内的大型丘滩体具有就近聚集的有利条件。如灯二段仅裂陷内及台缘带的丘滩体面积就达5 220 km2，灯四段台缘带丘滩体面积达2 760 km2，丘滩体处于古油藏范围（见图 4a、图 4b），在上覆筇竹寺组页岩盖层及滩间洼地致密岩层侧向、上倾方向封堵下，裂解气在古油藏范围内“原位”近距离聚集成藏。剑阁—泸州沧浪铺组下段台内洼地东侧边缘及台内颗粒滩、洗象池组台内颗粒滩，滩体面积达3 000 km2，紧邻生烃中心（见图 4c、图 4d）。已有研究表明，北斜坡也是与沧浪铺组、洗象池组气藏具有相同母源——筇竹寺组烃源岩的龙王庙组古油藏发育区[11]。

3.3 发育丘滩体为主体的大型岩性圈闭

利用钻井和地震资料，精细刻画了北斜坡震旦系—寒武系高能滩体及滩间致密带分布。以德阳—安岳克拉通裂陷内及裂陷边缘发育的不同类型规模丘滩体为例进行剖析。裂陷发育初期（灯一段、灯二段沉积期），裂陷内多组断裂形成垒堑结构（见图8a），控制灯二段多条孤立丘滩带（见图3a），孤立丘滩体被寒武系优质烃源岩包围，具备顶部及侧向方向的良好圈闭条件，孤立丘滩体面积为1 720 km2；裂陷东侧的高石梯—磨溪以北地区发育8个台缘带丘滩体，面积为3 500 km2。裂陷发展期（灯四段沉积期），裂陷边界受断层控制，裂陷范围进一步扩大，发育规模台缘丘滩带，由南向北，灯四段台缘带逐渐变宽、丘滩体厚度加厚，其宽度由高石梯—磨溪地区的10～15 km扩展为射洪—九龙山地区的20～30 km，滩体厚度由高石梯—磨溪地区的200～250 m增至射洪—九龙山地区的250～350 m；斜坡背景下各丘滩体由滩间洼地致密带分隔形成顶部及上倾方向的岩性封堵（见图8b），台缘带丘滩体面积为2 760 km2。裂陷萎缩期（沧浪铺组、龙王庙组沉积期），在沧浪铺组下段新发现剑阁—泸州台内洼地，洼地东侧发育洼陷边缘滩及台内滩[46]，滩体面积约2 300 km2，滩体与滩间致密带的有效配置具备形成大型岩性圈闭的条件。

图8 川中北斜坡灯影组丘滩体与滩间洼地致密带地震相特征（剖面位置见图1）

3.4 包裹式的封闭条件

直接盖层无疑对气藏的形成起重要作用，而区域盖层的发育则为同一成藏组合中不同规模气藏群的形成提供重要保障。天然气地球化学证据及地质综合研究表明，川中古隆起震旦系—寒武系气藏发育筇竹寺组和龙潭组两套重要的区域性泥页岩盖层[30,47]，盖层厚度筇竹寺组为50～400 m，上二叠统龙潭组为60～160 m；筇竹寺组孔隙度主要小于3%，渗透率主要为（0.001～0.020）×10-3μm2；盖层突破压力筇竹寺组为15～50 MPa，龙潭组为15～30 MPa。盖层封闭性动态评价结果表明，该两套盖层自烃源岩生烃高峰期开始即具备封闭能力（见图9）。泥页岩的脆塑性实验表明，喜马拉雅期的构造抬升，川中古隆起筇竹寺组、龙潭组泥页岩未抬升至破裂深度，仍对下伏气藏具有封闭能力。此外，从灯影组—下寒武统—中上寒武统—中二叠统—龙潭组，地层压力系数由灯影组的常压逐渐过渡到超压、强超压，自下而上地层压力系数逐渐增大对下伏气藏的保存也发挥重要作用[47-48]。横向上，灯影组、沧浪铺组、龙王庙组、洗象池组丘滩体之间沉积的致密岩性带对丘滩体气藏形成良好的侧向封堵，裂陷内的孤立滩体则被周围致密岩层封堵，形成良好的封堵条件。